JP2015100234A - 電力変換装置 - Google Patents

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Abstract

【課題】電力変換装置の運転状態にかかわらず、電源系統の周波数および電圧の安定化を図ることができる電力変換装置を提供する。
【解決手段】電源系統２に接続された系統側変換装置１０１と、電動発電機３に接続された回転機側変換装置１０２と、これらの間に接続された蓄電装置１０３とを備え、系統側変換装置１０１は、系統側電力変換器１１と、電源系統２に対して系統側電力変換器１１を仮想の同期発電機として動作させることにより、同一の制御則に基づいて系統側電力変換器１１に直流／交流変換動作と交流／直流変換動作とを行わせる系統側制御器１２とを有し、回転機側変換装置１０２は、回転機側電力変換器１６と、同一の制御則に基づいて回転機側電力変換器１６に直流／交流変換動作と交流／直流変換動作とを行わせ、かつ各々の動作を蓄電装置１０３の計測電圧が所定電圧となるように行わせる回転機側制御器１７とを有する。
【選択図】 図２

Description

本発明は、マイクログリッド、船舶等において電動発電機に用いられる電力変換装置に関する。
マイクログリッド（小規模配電網）や、船舶の船内の電源系統等において、電力品質の安定化を図るために、二次電池を電力変換装置を介して電源系統に接続した構成が知られている（例えば、特許文献１，２参照）。
一方、船舶で用いられる電動発電機（軸発電機）などに適用される電力変換装置として、特許文献３や非特許文献１に記載されたものがある。
特開２００７−２４４０６８号公報 特開２０１２−１３０１４６号公報 ＵＳ ２０１２／０３０９２４２ Ａ１
IEEE文献（Large Power PWM IGBT Converter for Shaft Alternator Systems, 2004 35th Annual IEEE Power Electronics Specialists Conference, Aachen, Germany, 2004）
特許文献３には、船舶で用いられる電動発電機などに適用され、電源系統と電動発電機との間で電力を制御する電力変換装置が開示されている。この電力変換装置では、電源系統に電力を供給する原動機発電機の運転・停止の切り替えによって、また、電動発電機と直接または減速機／増速機を介して接続された主機（原動機）の運転・停止の切り替えによって、また、電動発電機の発電機運転モードと電動機運転モードの切り替えによって、制御方式を切り替える形式がとられている。その結果、予定されていない機器の停止や、電動発電機が電動運転モード中に電源系統の負荷変動が生じると、電源系統の周波数や電圧が変動するといった系統安定性の問題、および事故対応能力の不足が生じていた。
また、非特許文献１には、軸発電機用電力変換装置が開示されている。この電力変換装置では、軸発電機が発電機運転モードにおいて、系統に電力を供給する発電機とガバナドループによって負荷分担している際、発電機がトリップすると、周波数を自力で決定することが出来ないため、周波数が不定となり、系統を維持することができなくなり、事故対応能力に欠ける。また、軸発電機が電動機運転モードにおいて、系統側変換器が直流電圧一定制御を行うため、系統周波数を速やかに補償することができない。
本発明は上記のような課題を解決するためになされたもので、電力変換装置の運転状態にかかわらず、電源系統の周波数および電圧の安定化を図ることができる電力変換装置を提供することを目的としている。
上記目的を達成するために、本発明のある形態（aspect）に係る電力変換装置は、電源系統と電動発電機との間に接続された電力変換装置であって、前記電源系統に接続された系統側変換装置と、前記電動発電機に接続された回転機側変換装置と、前記系統側変換装置と前記回転機側変換装置とを接続する直流配線に接続された蓄電装置とを備え、前記系統側変換装置は、前記蓄電装置から入力される直流電力を交流電力に変換して前記電源系統へ出力する第１の系統側変換動作と、前記電源系統から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置へ出力する第２の系統側変換動作とを択一的に行うよう構成された系統側電力変換器と、前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧及び交流電流の計測値を用いて、前記系統側電力変換器の代わりに電動機としての動作も可能にした仮想の同期発電機が前記電源系統に接続されているとみなして前記系統側電力変換器を前記電源系統に対して前記仮想の同期発電機として動作させることにより、同一の制御則に基づいて前記系統側電力変換器に前記第１の系統側変換動作と前記第２の系統側変換動作とを行わせる系統側制御器とを有し、前記回転機側変換装置は、前記電動発電機から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置へ出力する第１の回転機側変換動作と、前記蓄電装置から入力される直流電力を交流電力に変換して前記電動発電機へ出力する第２の回転機側変換動作とを択一的に行うよう構成された回転機側電力変換器と、同一の制御則に基づいて前記回転機側電力変換器に前記第１の回転機側変換動作と前記第２の回転機側変換動作とを行わせ、かつ前記第１の回転機側変換動作及び前記第２の回転機側変換動作の各々の動作を前記蓄電装置の計測電圧が所定電圧となるように行わせる回転機側制御器とを有する。
この構成によれば、例えば電動発電機の発電機運転モードと電動機運転モードとの運転モードの切り替えが行われる等により、電力変換装置の運転状態が切り替わっても、系統側制御器が制御則を切り替えることなく同一の制御則に基づいて系統側電力変換器の制御を行い、回転機側制御器が制御則を切り替えることなく同一の制御則に基づいて回転機側電力変換器の制御を行うので、電力変換装置全体としても制御則を切り替えることなく同一の制御則に基づいて制御される。そして、系統側電力変換器が当該系統側電力変換器の代わりに仮想の同期発電機が電源系統に接続されているとみなして電力を電源系統へ出力するよう制御される。これにより、実際の発電機と同様の周波数制御及び電圧制御を行うことが可能であり、例えば通常の発電機と協調して自系統の電力品質の安定化を図ることが可能になる。以上のように、電力変換装置は、その運転状態の変更によって制御則を切り替えることなく常に同一の制御則に基づいて制御され、かつ、電源系統に対して実際の発電機と同様の周波数制御及び電圧制御を行うので、電力変換装置の運転状態や、例えば電動発電機に直接または間接的に連結されたメインエンジンの運転状態や、系統の電源構成にかかわらず、また、他の発電機が停止することによる不慮の単独運転への移行などが生じても、電源系統の周波数および電圧の安定化を図ることができる。さらに、電動発電機に接続された回転機側電力変換器が、蓄電装置の電圧が所定電圧となるように制御される。これにより、蓄電装置の電圧が所定電圧に保たれ、系統側電力変換器による発電機模擬動作の安定化を図ることができる。
また、前記系統側制御器は、前記仮想の同期発電機の内部相差角を算出するガバナモデルと、無効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する無効電力の偏差と、出力電圧指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の偏差とに基づいて、前記仮想の同期発電機の内部誘起電圧を算出するＡＶＲモデルと、前記ガバナモデルで算出された内部相差角と、前記ＡＶＲモデルで算出された内部誘起電圧とに基づいて、前記仮想の同期発電機の出力電流に相当する電流指令値を算出する発電機モデルと、前記発電機モデルで算出された電流指令値と前記電源系統へ出力される交流電流のフィードバック値との偏差を零にするための電圧指令値を算出し、この電圧指令値をＰＷＭ信号に変換して前記系統側電力変換器へ出力するＰＷＭ変換部とを備え、前記ガバナモデルは、角速度指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の角速度の偏差を算出し出力する角速度偏差算出部と、有効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する有効電力の偏差を算出する有効電力偏差算出部と、前記有効電力偏差算出部で算出した偏差に所定のゲインを掛けてかつ一次遅れ演算を施した値を出力する演算部と、前記演算部の出力から前記角速度偏差算出部の出力を減算する減算器と、前記減算器の出力を積分して前記内部相差角を算出する積分器とを有するようにしてもよい。
この構成によれば、電源系統から電動発電機へ電力供給が行われている場合に、定常状態においても、また有効電力指令値の変更等の過渡時においても、電源系統に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。
前記系統側制御器は、角速度指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の角速度の偏差を算出する角速度偏差算出部と、前記偏差に一次遅れ演算を施し、この一次遅れ演算を施した値を前記偏差から減算し、その値を出力するフィルタ部と、有効電力指令値に対する有効電力の偏差を算出する有効電力偏差算出部とを有し、前記フィルタ部の出力値と前記有効電力偏差算出部で算出した偏差とに基づいて、前記系統側電力変換器を前記電源系統に対して前記仮想の同期発電機として動作させるよう構成されていてもよい。
この構成によれば、電源系統から電動発電機へ電力供給が行われている場合に、定常状態においてはフィルタ部の出力が零となり、有効電力指令値に追従した有効電力の供給が可能となる。また、有効電力指令値の変更等の過渡時においては、フィルタ部の出力が零から変動するので、電源系統に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。
前記系統側制御器は、前記仮想の同期発電機の内部相差角を算出するガバナモデルと、無効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する無効電力の偏差と、出力電圧指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の偏差とに基づいて、前記仮想の同期発電機の内部誘起電圧を算出するＡＶＲモデルと、前記ガバナモデルで算出された内部相差角と、前記ＡＶＲモデルで算出された内部誘起電圧とに基づいて、前記仮想の同期発電機の出力電流に相当する電流指令値を算出する発電機モデルと、前記発電機モデルで算出された電流指令値をＰＷＭ信号に変換して前記系統側電力変換器へ出力するＰＷＭ変換部とを備え、前記ガバナモデルは、角速度指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の角速度の偏差を算出する角速度偏差算出部と、前記偏差に一次遅れ演算を施し、この一次遅れ演算を施した値を前記偏差から減算し、その値を出力するフィルタ部と、有効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する有効電力の偏差を算出する有効電力偏差算出部と、前記有効電力偏差算出部で算出した偏差に所定のゲインを掛けてかつ一次遅れ演算を施した値を出力する演算部と、前記演算部の出力から前記フィルタ部の出力を減算する減算器と、前記減算器の出力を積分して前記内部相差角を算出する積分器と有するようにしてもよい。
この構成によれば、電源系統から電動発電機へ電力供給が行われている場合に、定常状態においてはフィルタ部の出力が零となり、有効電力指令値に追従した有効電力の供給が可能となる。また、有効電力指令値の変更等の過渡時においては、フィルタ部の出力が零から変動するので、電源系統に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。
前記フィルタ部は、前記一次遅れ演算を施した値が所定の制限範囲内となるよう制限する制限手段を有するよう構成されていてもよい。
この構成によれば、電源系統から電動発電機へ電力供給が行われている場合に、定常状態においても、制限手段の制限範囲を超えた部分の角速度の偏差がフィルタ部から出力されるので、電源系統に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。
前記系統側制御器は、外部から有効電力指令値が入力され、この有効電力指令値に応じた有効電力が、前記蓄電装置から前記電源系統へ、または、前記蓄電装置から前記電源系統へ供給されるように前記系統側電力変換器を制御するよう構成され、前記回転機側制御器は、前記系統側制御器に入力される前記有効電力指令値が入力され、この有効電力指令値に応じた有効電力と、前記所定電圧に対する前記蓄電装置の計測電圧の偏差に応じた有効電力とを合算した有効電力が、前記電動発電機から前記蓄電装置へ、または、前記蓄電装置から前記電動発電機へ供給されるように前記回転機側電力変換器を制御するよう構成されていてもよい。
この構成によれば、系統側制御器に入力される有効電力指令値が回転機側制御器にも入力されるので、蓄電装置の電圧が所定電圧となるようにフィードフォワード制御され、蓄電装置の電圧の所定電圧からの変動を小さく抑えることが可能になる。
本発明は、以上に説明した構成を有し、電力変換装置の運転状態や、例えば電動発電機に直接または間接的に連結されたメインエンジンの運転状態や、系統の電源構成にかかわらず、電源系統の周波数および電圧の安定化を図ることができる電力変換装置を提供することができるという効果を奏する。
本発明の実施形態に係る電力変換装置が適用されるシステムの一例を示す概略ブロック図である。 本発明の実施形態に係る電力変換装置のより具体的な適用例を示す概略ブロック図である。 図１、２に示す電力変換装置の系統側制御器の機能ブロック図である。 図１、２に示す電力変換装置の回転機側変換装置の詳細を示すブロック図である。 仮想発電機の１相分の等価回路における内部誘起電圧と出力電圧と出力電流との関係を表すフェーザ図である。
以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図面を通じて同一又は相当する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。また、本発明は、以下の実施形態に限定されない。
（実施形態）
〔全体構成〕
図１は本発明の実施形態に係る電力変換装置が適用されるシステムの一例を示す概略ブロック図である。
本実施形態の電力変換装置１は、交流電路である交流電源系統（母線）２と電動発電機３との間に接続されている。交流電源系統２には、少なくとも１つの電力負荷４と、少なくとも１つの原動機発電機５とが接続されている。また、交流電源系統２には、商用電力系統６が接続されていてもよいし、二次電池等の蓄電設備（図示せず）が接続されていてもよい。このように、電力変換装置１が接続される交流電源系統２は、商用電力系統６と連系をしていてもよいし、商用電力系統６と連系をしていない自立電源系統であってもよい。
ここで、電動発電機３の機械軸３ａには、モータ、フライホイール、クランク軸、原動機、減速機、増速機、車輪、プロペラ等のいずれかが接続される。なお、電動発電機３は、同期機（同期電動発電機）でもよいし、誘導機（誘導電動発電機）でもよい。
また、電力変換装置１、電力負荷４、原動機発電機５及び商用電力系統６の各々には、異常等が生じたときに、交流電源系統２から切り離す遮断器Ｓ１，Ｓ４，Ｓ５，Ｓ６が設けられてあってもよい。
図２は、本実施形態の電力変換装置１のより具体的な適用例を示す概略ブロック図である。
この場合、交流電源系統２（以下、「電源系統２」と記載）は、船舶内における電源系統であり、通常、電源系統２には、例えばディーゼル発電機からなる発電機７が運転されることによって、船内の電力負荷４に電力が供給される。また、図示されていないが、図１と同様の遮断機（Ｓ１等）が設けられてあってもよい。
ここでは、電動発電機３の機械軸３ａには減速機８の主軸が連結されている。図示していないが、この減速機８は、例えば、船舶のメインエンジン（原動機）に連結されるとともに、船舶を推進させるプロペラに連結されており、メインエンジンおよび／または電動発電機３の動力によってプロペラを回転させるようになっている。
電力変換装置１は、電源系統２と電動発電機３との間に設けられ、電源系統２に接続された系統側変換装置１０１と、電動発電機３に接続された回転機側変換装置１０２と、これらを接続する直流配線１０４の配線間に蓄電装置１０３が接続されている。蓄電装置１０３としては、コンデンサが例示されているが、２次電池でもよい。
系統側変換装置１０１は、系統側電力変換器１１と、これを制御する系統側制御器１２と、系統側三相の各相（ｒ相、ｓ相、ｔ相）の電圧Vr,Vs,Vtを検出する電圧センサ（電圧測定用ＰＴ）を用いた電圧検出部１３と、系統側三相の各相（ｒ相、ｓ相、ｔ相）の電流ir,is,itを検出する電流センサ（電流測定用ＰＣ）を用いた電流検出部１４とを備えている。電圧検出部１３で検出される系統側三相電圧Vr,Vs,Vtと、電流検出部１４で検出される系統側三相電流ir,is,itとは、系統側制御器１２に入力される。図１では、電圧検出部１３及び電流検出部１４の図示を省略している。
また、回転機側変換装置１０２は、系統側電力変換器１１と直流配線１０４で接続された回転機側電力変換器１６と、これを制御する回転機側制御器１７と、蓄電装置１０４の正負両端子間の直流電圧ＶＤＣを検出する電圧検出部１８とを備えている。電圧検出部１８で検出される直流電圧ＶＤＣは、回転機側制御器１７に入力される。
系統側制御器１２及び回転機側制御器１７は、それぞれ、ＦＰＧＡ(field-programmable gate array)、ＰＬＣ(programmable logic controller)、マイクロコントローラ等の制御装置で構成されている。なお、系統側制御器１２と回転機側制御器１７とが共通（単一）の制御装置で構成されていてもよい。
また、系統側制御器１２及び回転機側制御器１７には、外部の上位制御系である統括制御装置９から、後述の有効電力指令値Ｐ＊などの電力変換装置１の運転状態を変更するための指令等が入力される。
〔系統側変換装置１０１の詳細〕
系統側電力変換器１１は、例えば、それぞれ逆並列接続されたダイオードを備えた６個のスイッチング素子により構成されている。この電力変換器１１は、半導体素子で形成され、各スイッチング素子には例えばＩＧＢＴが用いられる。
系統側制御器１２は、上記それぞれのスイッチング素子の制御端子（例えばＩＧＢＴのゲート端子）に入力される制御信号（ＰＷＭ信号）を電力変換器１１へ出力し、各スイッチング素子をオンオフ動作させることにより、電力変換器１１をインバータあるいはコンバータとして機能させる。
次に、系統側制御器１２の構成について詳述する。図３は、系統側制御器１２の機能ブロック図である。なお、以下では、加算器、減算器及び加減算器を区別せずに、加減算器と記載する（図４の説明においても同様）。
系統側制御器１２は、ＰＷＭ変換部２０と、発電機モデル３０と、ＡＶＲモデル４０及びガバナモデル５０を有する発電機制御モデル６５と、ＰＬＬ演算部６１と、ｄｑ変換部６２、６３と、電圧実効値演算部６４とを備えている。これらは、系統側制御器１２が、それに内蔵されるプログラムが実行されることにより実現される機能である。
この系統側制御器１２は、系統側電力変換器１１が電源系統２に対して仮想の同期発電機（以下、「仮想発電機」ともいう）として動作するよう電力変換器１１を制御するように構成されている。
発電機モデル３０は、電動機としての動作も可能にした同期発電機本体をモデル化したものである。発電機制御モデル６５は、同期発電機の機能を所定の演算パラメータを用いてモデル化した制御モデル（演算ブロック）である。発電機制御モデル６５は、同期発電機を制御するガバナ及びＡＶＲをそれぞれモデル化した制御モデルであり、ガバナモデル及びＡＶＲモデルを含むものであればよい。また、発電機モデル３０としては、周知のものを用いることができ、例えばＰａｒｋモデル等を用いることができる。
ＰＬＬ演算部６１は、電圧検出部１３で検出される系統側三相電圧Vr,Vs,Vtを用いて、系統側電圧の位相θ及び角速度ωを算出する、位相及び角速度演算部である。このＰＬＬ演算部６１は、三相電圧Vr,Vs,Vtから、線間電圧を算出し、これらの値を用いてＰＬＬ演算等を行い、系統側電圧の位相θ及び角速度ωを算出する。このようなＰＬＬ演算部６１は、例えば、先述の特許文献２（特開２０１２−１３０１４６号公報）等に開示されており周知であるので、ここでの詳細は省略する。
ｄｑ変換部６２には、電圧検出部１３で検出された系統側三相電圧（電力変換器１１の出力電圧）Vr,Vs,Vtと、ＰＬＬ演算部６１で算出された系統側電圧位相θとが入力される。そして、ｄｑ変換部６２は、系統側電圧位相θを用いて、三相電圧Vr,Vs,Vtをｄｑ変換し当該電圧のｄ軸成分Ｖｄ及びｑ軸成分Ｖｑを算出する。
また、ｄｑ変換部６３には、電流検出部１４で検出された系統側三相電流（電力変換器１１の出力電流）ir,is,itと、ＰＬＬ演算部６１で算出された系統側電圧位相θとが入力される。そして、ｄｑ変換部６３は、系統側電圧位相θを用いて、三相電流ir,is,itをｄｑ変換し当該電流のｄ軸成分ｉｄ及びｑ軸成分ｉｑを算出する。
また、電圧実効値演算部６４は、系統側電圧実効値Ｖｇを、ｄｑ変換部６２において算出されるＶｑ，Ｖｄから次式を用いて算出する。
Figure 2015100234
また、図示していないが、系統側制御器１２は、電力算出部を有し、この電力算出部では、系統側三相電圧Vr,Vs,Vt及び電流ir,is,itに基づく系統側へ出力される有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを算出し、有効電力Ｐをガバナモデル５０へ与え、無効電力ＱをＡＶＲモデル４０へ与える。ここで、電力算出部は、例えば、以下の式によって系統側有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを算出するようにしてもよい。
Figure 2015100234
また、ガバナモデル５０は、外部（統括制御装置９）から入力される有効電力指令値Ｐ＊に対する有効電力Ｐの偏差と、ガバナの速度垂下特性を持たせる制御と、角速度指令値ω＊に対するＰＬＬ演算部６１で算出された角速度ωの偏差とに基づいて、仮想発電機の内部相差角δを算出する。なお、角速度指令値ω＊は、外部（統括制御装置９）から入力されてもよいし、あるいはガバナモデル５０の内部に持っていてもよい。角速度指令値ω＊は、例えば周波数６０Ｈｚに相当する所定の角速度（角速度基準値）であり、上記速度垂下特性は、例えば定格有効電力出力時、周波数６０Ｈｚの５％に相当する周波数低下を有する。
具体的には、ガバナモデル５０において、加減算器５１は、有効電力指令値Ｐ＊から有効電力Ｐを減算して偏差を算出し、この偏差をドループブロック５２へ出力する。ドループブロック５２は、加減算器５１の出力に対しガバナの速度垂下特性に応じて所定の演算が施された値（例えば実定数のゲインＫｇｄを掛けたもの）をローパスフィルタ部５３へ出力する。ローパスフィルタ部５３は、ドループブロック５２の出力に一次遅れを付与して、これを加減算器５４へ出力する。一次遅れを付与する理由は、有効電力偏差に対する応答が過敏になることを防止するためである。
一方、加減算器５５では、角速度指令値ω＊からＰＬＬ演算部６１で算出された角速度ωを減算して角速度偏差を算出し、これをハイパスフィルタ部５６へ出力する。
ハイパスフィルタ部５６へ入力された角速度偏差は、上下限リミッタ５７と加減算器５９へ入力される。入力された角速度偏差は、上下限リミッタ５７により、上限値（例えば、０×２π）及び下限値（例えば、−２×２π）が定められた制限範囲内に制限され、一時遅れフィルタ部５８へ入力される。そして、一時遅れフィルタ部５８で一次遅れが付与されて加減算器５９に入力される。加減算器５９では、加減算器５５から出力される角速度偏差から、一時遅れフィルタ部５８の出力を減算し、その減算値を加減算器５４へ出力する。
加減算器５４では、ローパスフィルタ部５３の出力から加減算器５９の出力（＝ハイパスフィルタ部５６の出力）を減算し、この減算値が積分器６０へ入力され、積分器６０で積分されて内部相差角δが算出される。この内部相差角δが、発電機モデル３０へ出力される。
ＡＶＲモデル４０は、無効電力指令値Ｑ＊に対する無効電力Ｑの偏差と、ＡＶＲの電圧垂下特性を持たせる制御と、電圧実効値指令値Ｖｇ ＊（以下、「出力電圧指令値Ｖｇ ＊」ともいう）と、系統側電圧実効値Ｖｇとに基づいて、内部誘起電圧Ｅｆを算出する。なお、無効電力指令値Ｑ＊は外部（統括制御装置９）から入力される。出力電圧指令値Ｖｇ ＊は、外部（統括制御装置９）から入力されてもよいし、あるいはＡＶＲモデル４０の内部に持っていてもよい。出力電圧指令値Ｖｇ ＊は、例えば２０２Ｖの所定値（交流電圧基準値）である。また、電圧実効値演算部６４から系統側電圧実効値Ｖｇが入力される。
具体的には、ＡＶＲモデル４０において、加減算器４１は、無効電力指令値Ｑ＊から無効電力Ｑを減算した値（無効電力偏差）をドループブロック４２へ出力する。ドループブロック４２は、加減算器４１の出力に対しＡＶＲの垂下特性に応じて所定の演算が施された値（例えば実定数のゲインＫａｄを掛けたもの）をローパスフィルタ部４３へ出力する。ローパスフィルタ部４３は、ドループブロック４２の出力に一次遅れを付与して、これを加減算器４４へ出力する。一次遅れを付与する理由は、無効電力偏差に対する応答が過敏になることを防止するためである。
一方、出力電圧指令値Ｖｇ ＊が加減算器４４に入力される。加減算器４４は、ローパスフィルタ部４３の出力と出力電圧指令値Ｖｇ ＊とを加算し、更にその加算値から系統側電圧実効値Ｖｇを減算した値（無効電力偏差を加味した電圧偏差）を、ＰＩ制御ブロック４５へ出力する。ＰＩ制御ブロック４５は、加減算器４４の出力に比例積分補償を行って内部誘起電圧Ｅｆを算出し、これを発電機モデル３０へ出力する。
発電機モデル３０は、仮想発電機として同期発電機を模擬している。ここで、仮想発電機は、仮想発電機の界磁による内部誘起電圧Ｅｆと、仮想発電機の内部インピーダンス（電機子の巻線リアクタンスｘ及び巻線抵抗ｒ）と、仮想発電機の出力電圧Ｖｇ（複素電圧ベクトル）及び出力電流Ｉ（複素電流ベクトル）と、を用いてモデル化される。
図５は、仮想発電機の１相分の等価回路における内部誘起電圧Ｅｆと出力電圧Ｖｇと出力電流（電流指令値Ｉ＊）との関係を表すフェーザ図である。
発電機モデル３０は、ガバナモデル５０で算出された内部相差角δと、ＡＶＲモデル４０で算出された内部誘起電圧Ｅｆと、ｄｑ変換部６２で算出された出力電圧のｄ軸成分Ｖｄ及びｑ軸成分Ｖｑと、所与の内部インピーダンスｒ，ｘとに基づいて、仮想発電機の出力電流の指令値Ｉ＊（ｑ軸電流指令値ｉｑ ＊及びｄ軸電流指令値ｉｄ ＊）を算出する。
より具体的には、発電機モデル３０において、演算部３１は、内部相差角δからｓｉｎδを求めて乗算器３２へ出力し、乗算器３２では、ｓｉｎδと内部誘起電圧Ｅｆとの乗算値Ｅｑを算出する。さらに加減算器３３は、乗算値Ｅｑからｑ軸成分Ｖｑを減算し、その減算値ΔＶｑ（＝Ｅｆｃｏｓδ−Ｖｑ）を演算部３６へ出力する。
また、演算部３１は、内部相差角δからｃｏｓδを求めて乗算器３４へ出力し、乗算器３４では、ｃｏｓδと内部誘起電圧Ｅｆとの乗算値Ｅｄを算出する。さらに加減算器３５は、乗算値Ｅｄからｄ軸成分Ｖｄを減算し、その減算値ΔＶｄ（＝Ｅｆｃｏｓδ−Ｖｄ）を演算部３６へ出力する。
そして、演算部３６によって、ｑ軸電流指令値ｉｑ ＊及びｄ軸電流指令値ｉｄ ＊が算出される。
すなわち、発電機モデル３０では、以下の関係式を用いて、ｑ軸電流指令値ｉｑ ＊及びｄ軸電流指令値ｉｄ ＊が算出され、ＰＷＭ変換部２０へ出力される。
Figure 2015100234
上記関係式のうち、ｉｑ ＊の算出式とｉｄ ＊の算出式とによる演算が、演算部３６で行われる。この発電機モデル３０は、電流フィードバック制御の指令値を演算する制御モデルとして構成されている。
次に、ＰＷＭ変換部２０は、発電機モデル３０で算出された電流指令値（ｉｑ ＊、ｉｄ ＊）と電源系統２へ出力される交流電流のフィードバック値（ｉｑ、ｉｄ）との偏差を零にするための電圧指令値を算出し、この電圧指令値をＰＷＭ信号に変換して系統側電力変換器１１へ出力する。すなわち、発電機モデル３０で演算された出力電流の指令値Ｉ＊（ｉｑ ＊、ｉｄ ＊）に対応する電流を出力するよう電力変換器１１を制御する。具体的には、ＰＷＭ変換部２０は、加減算器２１、２２と、ＰＩ制御ブロック２３、２４と、ｄｑ逆変換部２５と、ＰＷＭ信号生成部２６とを含む。
加減算器２１は、発電機モデル３０から入力されるｄ軸電流指令値ｉｄ ＊から、ｄｑ変換部６３から入力される出力電流のｄ軸成分ｉｄを減算してｄ軸誤差電流を算出し、これをＰＩ制御ブロック２３（ｄ軸電流制御器）に出力する。ＰＩ制御ブロック２３は、ｄ軸誤差電流に比例積分補償を施してｄ軸電圧指令値Ｖｄ ＊を算出し、これをｄｑ逆変換部２５に出力する。
一方、加減算器２２は、発電機モデル３０から入力されるｑ軸電流指令値ｉｑ ＊から、ｄｑ変換部６３から入力される出力電流のｑ軸成分ｉｑを減算してｑ軸誤差電流を算出し、これをＰＩ制御ブロック２４（ｑ軸電流制御器）に出力する。ＰＩ制御ブロック２４は、ｑ軸誤差電流に比例積分補償を施してｑ軸電圧指令値Ｖｑ ＊を算出し、これをｄｑ逆変換部２５に出力する。
ｄｑ逆変換部２５は、系統側電圧位相θを用いて、ｄ軸電圧指令値Ｖｄ ＊及びｑ軸電圧指令値Ｖｑ ＊をｄｑ逆変換して、系統側三相電圧出力指令値Ｖｒ＊，Ｖｓ＊，Ｖｔ＊を生成し、これをＰＷＭ信号生成部２６に出力する。
ＰＷＭ信号生成部２６は、この三相電圧出力指令値Ｖｒ＊，Ｖｓ＊，Ｖｔ＊をＰＷＭ信号に変換して、これを系統側電力変換器１１に出力する。これにより、電力変換器１１の出力電流が、発電機モデル３０で演算されたｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊に対応する電流になるようにフィードバック制御される。
〔回転機側変換装置１０２の詳細〕
図４は、回転機側変換装置１０２の詳細を示すブロック図である。
回転機側電力変換器１６は、３つの単相インバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚにより構成され、各相の単相インバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚは、それぞれ逆並列接続されたダイオードを備えた４個のスイッチング素子により構成されている。この電力変換器１６は、半導体素子で形成され、各スイッチング素子には例えばＩＧＢＴが用いられる。各々の単相インバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚは、その各々の直流部に、蓄電装置１０３の両極端子と接続された直流配線１０４が接続されている。
また、単相インバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚの出力線（交流側配線）は、電動発電機３に接続されており、各出力線の電流値（各相の電流ｉｘ、ｉｙ、ｉｚ）が電流センサ１９ｘ、１９ｙ、１９ｚによって検出され、回転機側制御器１７のｄｑ変換部８７へ入力される。
電動発電機３が同期電動発電機の場合には、磁極位置センサが設けられている。この磁極位置センサで検出される磁極位置（角度）θＭＧ１は、回転機側制御器１７のｄｑ変換部８７及びｄｑ逆変換部８８へ入力される。また、角速度算出部（図示せず）により、磁極位置（角度）θＭＧ１から電動発電機３の機械角速度ωrm_MG1が算出され、その機械角速度ωrm_MG1は、回転機側制御器１７の演算部７４，７５及び換算部（図示せず）へ入力される。この換算部に入力された機械角速度ωrm_MG1は、電気角速度ωre_MG1に換算されて干渉成分補正回路８０の乗算器８２へ入力される。
また、電動発電機３が誘導電動発電機の場合には、角速度センサが設けられている。この角速度センサで検出される機械角速度ωrm_MG1が演算部７４，７５へ入力される。また、機械角速度ωrm_MG1は、図示しない換算部によって、電気角速度ωre_MG1に換算されて乗算器８２へ入力される。また、図示しない算出部によって、機械角速度ωrm_MG1から磁極位置（角度）θＭＧ１が算出されて、ｄｑ変換部８７及びｄｑ逆変換部８８へ入力される。
回転機側制御器１７は、単相インバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚのそれぞれのスイッチング素子の制御端子（例えばＩＧＢＴのゲート端子）に入力されるＰＷＭ信号（PWM_X_cmd, PWM_Y_cmd, PWM_Z_cmd ）を出力し、各スイッチング素子をオンオフ動作させることにより、電力変換器１６をインバータあるいはコンバータとして機能させる。
次に、回転機側制御器１７の構成について詳述する。図４では、回転機側制御器１７の機能ブロックが示されている。直流電圧ＶＤＣは、図２の電圧検出部１８から入力される蓄電装置１０４の計測電圧である。直流電圧設定値Ｖ＊ ＤＣは、回転機側制御器１７に予め保持（記憶）されている。また、回転機側制御器１７に入力される有効電力指令値Ｐ＊は、図３の系統側制御器１２に入力される有効電力指令値Ｐ＊と同じものであり、外部（統括制御装置９）から入力される。
回転機側制御器１７のｄｑ変換部８７は、磁極位置（角度）θＭＧ１を用いて、電流センサ１９ｘ、１９ｙ、１９ｚによって検出されるＸ相、Ｙ相、Ｚ相の電流ｉｘ、ｉｙ、ｉｚをｄｑ変換して、出力電流のｑ軸成分ｉｑ_MG1及びｄ軸成分ｉｄ_MG1を算出し、これらを干渉成分補正回路８０へ出力するとともに、ｑ軸成分ｉｑ_MG1を加減算器７８へ出力し、ｄ軸成分ｉｄ_MG1を加減算器７６へ出力する。
干渉成分補正回路８０では、乗算器８２が、電動発電機３の電気角速度ωre_MG1と、ｄ軸インダクタンス８１（所定値Ｌｄ）とを乗算し、その値を乗算器８３，８４へ出力する。乗算器８３では、乗算器８２の出力値とｑ軸成分ｉｑ_MG1とを乗算し、その値を加減算器８５へ出力する。一方、乗算器８４では、乗算器８２の出力値とｄ軸成分ｉｄ_MG1とを乗算し、その値を加減算器８６へ出力する。
そして、加減算器８５で、後述のＰＩ制御ブロック７７の出力値（補正前のｄ軸電圧指令値）に乗算器８３の出力値を加算するとともに、加減算器８６で、後述のＰＩ制御ブロック７９の出力値（補正前のｑ軸電圧指令値）から乗算器８４の出力値を減算することで、ｄ軸電流値及びｑ軸電流値に応じた相互干渉成分が補償されたｄ軸電圧指令値Ｖｄ ＊_MG1及びｑ軸電圧指令値Ｖｑ ＊_MG1を算出するようにしている。
このような干渉成分補正回路８０を設けることはよく知られており、上記構成に限られるものではない。
次に、ｄ軸電流指令値演算部７５は、機械角速度ωrm_MG1に応じたｄ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1を算出し、これを加減算器７６へ出力する。例えば、機械角速度ωrm_MG1が所定値（「ａ」とする）以下の場合はｄ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1を０とし、所定値ａを超えた場合には、弱め磁束を考慮してｄ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1を所定の値ｂ（ｂ＜０）として出力する。また、機械角速度ωrm_MG1が所定値ａを超えた場合には、その超えた程度に応じたｄ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1を出力するようにしてもよい。
加減算器７６は、ｄ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1から、ｄｑ変換部８７から入力される出力電流のｄ軸成分ｉｄ_MG1を減算してｄ軸誤差電流を算出し、これをＰＩ制御ブロック７７（ｄ軸電流制御器）に出力する。ＰＩ制御ブロック７７は、このｄ軸誤差電流に比例積分補償を施して、これを加減算器８５に出力する。加減算器８５では、ＰＩ制御ブロック７７の出力値（補正前のｄ軸電圧指令値）に乗算器８３の出力値を加算し、この値（ｄ軸電圧指令値Ｖｄ ＊_MG1）をｄｑ逆変換部８８に出力する。
次に、ｑ軸電流指令値演算部７０は、加減算器７１とＰＩ制御ブロック７２と加減算器７３とｑ軸電流補正値演算部７４とで構成されている。
加減算器７１では、直流電圧設定値Ｖ＊ ＤＣから直流電圧ＶＤＣを減算して誤差電圧を算出し、これをＰＩ制御ブロック７２（直流電圧制御器）に出力する。ＰＩ制御ブロック７２は、この誤差電圧に比例積分補償を施して、これを加減算器７３に出力する。
一方、ｑ軸電流補正値演算部７４は、電動発電機３の機械角速度ωrm_MG1を電気角速度ωre_MG1に換算し、これを用いて有効電力指令値Ｐ＊からｑ軸電流補正値となる有効電流指令値を算出し、これを加減算器７３へ出力する。具体的には、次式によって有効電流指令値（ｑ軸電流補正値）を算出する。
有効電流指令値＝ｋ×Ｐ＊／ωre_MG1 （ｋは所定の係数）
加減算器７３では、ＰＩ制御ブロック７２の出力値（補正前ｑ軸電流指令値）と、演算部７４からの有効電流指令値（ｑ軸電流補正値）とを加算してｑ軸電流指令値ｉｑ ＊_MG1を算出し、これを加減算器７８へ出力する。
このように、ｑ軸電流指令値ｉｑ ＊_MG1の生成において、系統側制御器１２に入力される有効電力指令値Ｐ＊が入力され、その値が加味されたｑ軸電流指令値ｉｑ ＊_MG1が生成されるので、蓄電装置１０４の電圧が設定値Ｖ＊ ＤＣとなるようにフィードフォワード制御され、蓄電装置１０４の電圧変動を極力小さくすることができる。
なお、ｑ軸電流補正値演算部７４及び加減算器７３を設けずに、ＰＩ制御ブロック７２の出力値をそのままｑ軸電流指令値ｉｑ ＊_MG1として、加減算器７８へ出力するようにしてもよい。この場合も、蓄電装置１０４の計測電圧ＶＤＣが一定電圧（Ｖ＊ ＤＣ）となるように制御されるが、ｑ軸電流補正値演算部７４及び加減算器７３を設けた方が、計測電圧ＶＤＣ（蓄電装置１０４の電圧）の変動をより小さくでき、好ましい。
次に、加減算器７８は、ｑ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1から、ｄｑ変換部８７から入力される出力電流のｑ軸成分ｉｑ_MG1を減算してｑ軸誤差電流を算出し、これをＰＩ制御ブロック７９（ｑ軸電流制御器）に出力する。ＰＩ制御ブロック７９は、このｑ軸誤差電流に比例積分補償を施して、これを加減算器８６に出力する。加減算器８６では、ＰＩ制御ブロック７９の出力値（補正前のｑ軸電圧指令値）から乗算器８３の出力値を減算し、この値（ｑ軸電圧指令値Ｖｑ ＊_MG1）をｄｑ逆変換部８８に出力する。
次に、ｄｑ逆変換部８８では、電動発電機３の磁極位置（角度）θＭＧ１を用いて、ｄ軸電圧指令値Ｖｄ ＊_MG1及びｑ軸電圧指令値Ｖｑ ＊_MG1をｄｑ逆変換して、三相（Ｘ相、Ｙ相、Ｚ相）の電圧出力指令値Ｖx＊_MG1，Ｖy＊_MG1，Ｖz＊_MG1を生成し、これを各相のＰＷＭ信号生成部８９ｘ、８９ｙ、８９ｚに出力する。
ＰＷＭ信号生成部８９ｘ、８９ｙ、８９ｚは、各々のインバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚの直流部の電圧ＶＤＣｘ、ＶＤＣｙ、ＶＤＣｚを利用して、電圧出力指令値Ｖx＊_MG1，Ｖy＊_MG1，Ｖz＊_MG1に応じたＰＷＭ信号PWM_X_cmd, PWM_Y_cmd, PWM_Z_cmd を生成し、これを単相インバータ１６ｘ、１６ｙ、１６ｚに出力する。これにより、電力変換器１６の出力電流が、ｄ軸電流指令値ｉｄ ＊_MG1及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊_MG1に対応する電流になるようにフィードバック制御される。
〔電力変換装置１の動作〕
次に、電力変換装置１の動作の一例を説明する。ここでは、図２に示すように、電源系統２が船内の電源系統である場合について説明する。ここで、
まず、減速機８がメインエンジンとプロペラに連結され、メインエンジンの動力によって減速機８を介してプロペラが回転し、減速機８と連結された電動発電機３の機械軸３ａが回転している場合を説明する。
まず、電動発電機３が発電機運転モードで運転されているとき、電力変換装置１においては、回転機側電力変換器１６がコンバータとして機能し、系統側電力変換器１１がインバータとして機能する運転状態（第１の運転状態）となる。このとき、系統側制御機１２の制御により、そのときの有効電力指令値Ｐ＊と系統側電圧角速度ω（電源系統２の周波数）とに応じた有効電力が系統側電力変換器１１から電源系統２へ供給される。また、そのときの無効電力指令値Ｑ＊と系統側電圧実効値Ｖｇ（電源系統２の電圧）とに応じた無効電力が系統側電力変換器１１から電源系統２へ供給される。
この場合、系統側電圧角速度ωに応じて、電源系統２に接続された他の発電機（例えば発電機７）やドループを持った他の電力変換装置（図示せず）と負荷分担できる。
また、電源系統２に接続された他の発電機（例えば発電機７）を停止させることもできる。したがって、発電機７の不慮の運転停止が発生した場合でも、電源系統２への給電が可能になる。つまり、船内の電源系統２を電力変換装置１からの給電のみで自立運転させることができる。この場合、出力電力は電源系統２に接続された全ての負荷４の消費電力と等しくなる。また、有効電力負荷や無効電力負荷の変動に対し、ドループ設定に応じて定常偏差は残るが、電源系統２の周波数（角速度）および電圧を設定値（角速度指令値ω＊、出力電圧指令値Ｖｇ ＊）の近傍に保持することができる。なお、偏差の大きさはドループなどの設定によって調節することができる。
次に、統括制御装置９から有効電力指令値Ｐ＊が変更されて電動発電機３が電動機運転モードで運転されるとき、電力変換装置１においては、系統側電力変換器１１がコンバータとして機能し、回転機側電力変換器１６がインバータとして機能する運転状態（第２の運転状態）となる。このとき、系統側制御機１２の制御により、そのときの有効電力指令値Ｐ＊と系統側電圧角速度ω（電源系統２の周波数）とに応じた有効電力が電源系統２から電動発電機３へ供給される。これにより、減速機８を介してプロペラ主軸に増速方向のトルクを与えることができる。
また、船舶が低速航行する場合には、メインエンジンを停止させた状態で、上記のように、電動発電機３を電動機運転モードで運転し、電源系統２からの電力で船舶を航行させることもできる。
以上のように、電力変換装置１が、有効電力を電動発電機３から電源系統２へ供給する第１の運転状態から、有効電力を電源系統２から電動発電機３へ供給する第２の運転状態へ切り替えられる場合や、その逆に切り替えられる場合など、統括制御装置９によって有効電力指令値Ｐ＊が変更されて運転状態が変更される場合には、有効電力指令値Ｐ＊が回転機側制御機１７にも入力されているので、回転機側制御機１７の制御により、蓄電装置１０３の電圧が設定値Ｖ＊ ＤＣとなるようにフィードフォワード制御され、蓄電装置１０４の電圧変動を極力小さくすることができる。
本実施形態の電力変換装置１では、統括制御装置９によって例えば有効電力指令値Ｐ＊が変更される等、運転状態が切り替わっても、系統側制御器１２は系統側電力変換器１１を同一の制御則に基づいて制御し、回転機側制御器１７は回転機側電力変換器１１を同一の制御則に基づいて制御するよう構成されているので、電力変換装置１全体としても制御則を切り替えることなく同一の制御則に基づいて制御される。
例えば、電動発電機３の発電機運転モード及び電動機運転モードの運転モードの切り替えが行われ、電力変換装置１の運転状態が切り替わっても、制御則を変更せずに電力変換装置１の運転が可能になる。また、主発電機（例えば図２の発電機７）の危急停止の場合も、制御則を変更せずに電力変換装置１の運転が可能になる。また、電源系統２が他の電源系統（例えば商用電力系統）と接続されている場合に、他の電源系統と遮断されるときに、あるいは、遮断された状態から他の電源系統に接続されるときにも、制御則を変更せずに電力変換装置１の運転が可能になる。
そして、系統側電力変換器１１が当該系統側電力変換器１１の代わりに仮想発電機が電源系統２に接続されているとみなして電力を電源系統２へ出力するよう制御される。これにより、実際の発電機と同様の周波数制御及び電圧制御を行うことが可能であり、電源系統２に負荷変動などが生じても通常の発電機と協調して自系統の電力品質の安定化を図ることが可能になる。また、電源系統２に他の発電機の運転を必要とせず、系統側電力変換器１１のみが発電を行う単独運転が可能となる。
以上のように、電力変換装置１は、その運転状態の変更によって制御則を切り替えることなく常に同一の制御則に基づいて制御され、かつ、電源系統２に対して実際の発電機と同様の周波数制御及び電圧制御を行うので、電力変換装置１の運転状態にかかわらず、また、電源系統２に負荷変動などが生じても、電源系統２の周波数および電圧の安定化を図ることができる。
さらに、電動発電機３に接続された回転機側電力変換器１６が、蓄電装置１０３の電圧が直流電圧設定値Ｖ＊ ＤＣとなるように動作するよう制御される。これにより、蓄電装置１０３の電圧が所定電圧Ｖ＊ ＤＣに保たれ、系統側電力変換器１１による発電機模擬動作の安定化を図ることができる。さらに、系統側制御器１２と同じ有効電力指令値Ｐ＊が回転機側制御器１７のｑ軸電流指令値演算部７０に入力されるため、有効電力指令値Ｐ＊が変更された場合でも蓄電装置１０３の電圧の変動を極力抑えて設定値Ｖ＊ ＤＣの維持を良好に行うことができる。
なお、系統側制御器１２のガバナモデル５０において、ハイパスフィルタ部５６にリミッタ５７が無くてもよい。この場合、電源系統２から電動発電機３へ電力供給が行われている場合に、定常状態においてはハイパスフィルタ部５６の出力が零となり、有効電力指令値Ｐ＊が追従した有効電力の供給が可能となる。また、有効電力指令値Ｐ＊の変更等の過渡時においては、ハイパスフィルタ部５６の出力が零から変動するので、電源系統２に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。
また、本実施形態のようにハイパスフィルタ部５６にリミッタ５７がある場合には、電源系統２から電動発電機３へ電力供給が行われている場合に、定常状態においても、リミッタ５７の制限範囲を超えた部分の角速度の偏差がハイパスフィルタ部５６から出力されるので、電源系統２に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。また、電源系統２に接続された他の発電機がトリップするなど喪失した場合においても、リミッタ５７の制限範囲を超えた部分の周波数偏差（角速度偏差）をもってガバナドループが機能し、それ以上の系統周波数の低下を抑制するとともに、発電機モデルによって系統周波数を決定し電源系統２の安定化を維持することができる。
また、ハイパスフィルタ部５６が無くてもよい。この場合、加減算器５５の出力である角速度の偏差が加減算器５４へ入力されるので、常時、電源系統２に接続された他の発電機等との負荷分担を行うことができる。
本発明は、電力変換装置の運転状態にかかわらず、電源系統の周波数および電圧の安定化を図ることができる電力変換装置等として有用である。
１ 電力変換装置
２ 交流電源系統
３ 電動発電機
１１ 系統側電力変換器
１２ 系統側制御器
１３ 電圧検出部
１４ 電流検出部
１６ 回転機側電力変換器
１７ 回転機側制御器
１８ 電圧検出部
２０ ＰＷＭ変換部
３０ 発電機モデル
４０ ＡＶＲモデル
５０ ガバナモデル
５１ 加減算器(有効電力偏差算出部)
５２ ドループブロック（演算部）
５３ ローパスフィルタ部（演算部）
５４ 加減算器（減算器）
５５ 加減算器(角速度偏差算出部)
５６ ハイパスフィルタ部(フィルタ部)
５７ 上下限リミッタ（制限手段）
５８ 一時遅れフィルタ部
５９ 加減算器
６０ 積分器
１０１ 系統側変換装置
１０２ 回転機側変換装置
１０３ 蓄電装置
１０４ 直流配線

Claims (6)

  1. 電源系統と電動発電機との間に接続された電力変換装置であって、
    前記電源系統に接続された系統側変換装置と、
    前記電動発電機に接続された回転機側変換装置と、
    前記系統側変換装置と前記回転機側変換装置とを接続する直流配線に接続された蓄電装置とを備え、
    前記系統側変換装置は、
    前記蓄電装置から入力される直流電力を交流電力に変換して前記電源系統へ出力する第１の系統側変換動作と、前記電源系統から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置へ出力する第２の系統側変換動作とを択一的に行うよう構成された系統側電力変換器と、
    前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧及び交流電流の計測値を用いて、前記系統側電力変換器の代わりに電動機としての動作も可能にした仮想の同期発電機が前記電源系統に接続されているとみなして前記系統側電力変換器を前記電源系統に対して前記仮想の同期発電機として動作させることにより、同一の制御則に基づいて前記系統側電力変換器に前記第１の系統側変換動作と前記第２の系統側変換動作とを行わせる系統側制御器とを有し、
    前記回転機側変換装置は、
    前記電動発電機から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置へ出力する第１の回転機側変換動作と、前記蓄電装置から入力される直流電力を交流電力に変換して前記電動発電機へ出力する第２の回転機側変換動作とを択一的に行うよう構成された回転機側電力変換器と、
    同一の制御則に基づいて前記回転機側電力変換器に前記第１の回転機側変換動作と前記第２の回転機側変換動作とを行わせ、かつ前記第１の回転機側変換動作及び前記第２の回転機側変換動作の各々の動作を前記蓄電装置の計測電圧が所定電圧となるように行わせる回転機側制御器とを有する、電力変換装置。
  2. 前記系統側制御器は、
    前記仮想の同期発電機の内部相差角を算出するガバナモデルと、
    無効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する無効電力の偏差と、出力電圧指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の偏差とに基づいて、前記仮想の同期発電機の内部誘起電圧を算出するＡＶＲモデルと、
    前記ガバナモデルで算出された内部相差角と、前記ＡＶＲモデルで算出された内部誘起電圧とに基づいて、前記仮想の同期発電機の出力電流に相当する電流指令値を算出する発電機モデルと、
    前記発電機モデルで算出された電流指令値と前記電源系統へ出力される交流電流のフィードバック値との偏差を零にするための電圧指令値を算出し、この電圧指令値をＰＷＭ信号に変換して前記系統側電力変換器へ出力するＰＷＭ変換部とを備え、
    前記ガバナモデルは、
    角速度指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の角速度の偏差を算出し出力する角速度偏差算出部と、
    有効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する有効電力の偏差を算出する有効電力偏差算出部と、
    前記有効電力偏差算出部で算出した偏差に所定のゲインを掛けてかつ一次遅れ演算を施した値を出力する演算部と、
    前記演算部の出力から前記角速度偏差算出部の出力を減算する減算器と、
    前記減算器の出力を積分して前記内部相差角を算出する積分器と
    を有する、請求項１に記載の電力変換装置。
  3. 前記系統側制御器は、
    角速度指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の角速度の偏差を算出する角速度偏差算出部と、
    前記偏差に一次遅れ演算を施し、この一次遅れ演算を施した値を前記偏差から減算し、その値を出力するフィルタ部と、
    有効電力指令値に対する有効電力の偏差を算出する有効電力偏差算出部とを有し、
    前記フィルタ部の出力値と前記有効電力偏差算出部で算出した偏差とに基づいて、前記系統側電力変換器を前記電源系統に対して前記仮想の同期発電機として動作させるよう構成された、請求項１に記載の電力変換装置。
  4. 前記系統側制御器は、
    前記仮想の同期発電機の内部相差角を算出するガバナモデルと、
    無効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する無効電力の偏差と、出力電圧指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の偏差とに基づいて、前記仮想の同期発電機の内部誘起電圧を算出するＡＶＲモデルと、
    前記ガバナモデルで算出された内部相差角と、前記ＡＶＲモデルで算出された内部誘起電圧とに基づいて、前記仮想の同期発電機の出力電流に相当する電流指令値を算出する発電機モデルと、
    前記発電機モデルで算出された電流指令値と前記電源系統へ出力される交流電流のフィードバック値との偏差を零にするための電圧指令値を算出し、この電圧指令値をＰＷＭ信号に変換して前記系統側電力変換器へ出力するＰＷＭ変換部とを備え、
    前記ガバナモデルは、
    角速度指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する交流電圧の角速度の偏差を算出する角速度偏差算出部と、
    前記偏差に一次遅れ演算を施し、この一次遅れ演算を施した値を前記偏差から減算し、その値を出力するフィルタ部と、
    有効電力指令値に対する前記系統側電力変換器が前記電源系統へ出力する有効電力の偏差を算出する有効電力偏差算出部と、
    前記有効電力偏差算出部で算出した偏差に所定のゲインを掛けてかつ一次遅れ演算を施した値を出力する演算部と、
    前記演算部の出力から前記フィルタ部の出力を減算する減算器と、
    前記減算器の出力を積分して前記内部相差角を算出する積分器と
    を有する、請求項１に記載の電力変換装置。
  5. 前記フィルタ部は、前記一次遅れ演算を施した値が所定の制限範囲内となるよう制限する制限手段を有するよう構成されている、請求項３または４に記載の電力変換装置。
  6. 前記系統側制御器は、
    外部から有効電力指令値が入力され、この有効電力指令値に応じた有効電力が、前記蓄電装置から前記電源系統へ、または、前記蓄電装置から前記電源系統へ供給されるように前記系統側電力変換器を制御するよう構成され、
    前記回転機側制御器は、
    前記系統側制御器に入力される前記有効電力指令値が入力され、この有効電力指令値に応じた有効電力と、前記所定電圧に対する前記蓄電装置の計測電圧の偏差に応じた有効電力とを合算した有効電力が、前記電動発電機から前記蓄電装置へ、または、前記蓄電装置から前記電動発電機へ供給されるように前記回転機側電力変換器を制御するよう構成された、請求項１〜５のいずれかに記載の電力変換装置。
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